近日，国家能源局发布国内首份绿色燃料全景纲领文件《中国绿色燃料发展报告（2026）》，报告统筹传统天然气、LNG 与绿氢、绿氨、生物天然气等新型工业气体发展路径，明确工业领域气体燃料深度脱碳路线，为LNG产业链绿色改造、工业清洁气体规模化替代划定 “十五五” 发展蓝图，重塑工业用气与液化天然气产业发展格局。
报告数据显示，我国气体燃料已形成常规 LNG + 生物天然气 + 绿氢绿氨多元供给体系。
天然气作为工业核心过渡清洁能源，2025年工业用气占全部气体消费61.3%，钢铁、陶瓷、化工煤改气持续放量；全年LNG进口依存度维持42.7%，国产页岩气、煤制气持续增产，全国天然气管网、沿海LNG接收站、分布式储罐调峰设施基本成型，为工业园区稳定供气提供硬件支撑。 行业同步推进 LNG 全链条低碳管控，新建液化项目增设碳排放强制审核，倒逼储运、气化环节节能技改，降低传统 LNG 全生命周期碳排。
截至 2025 年末，全国绿色燃料总产能折合800万吨/年油当量，核心工业气体品类产能明确：
绿色合成氨70万吨/年：可直接用于化工原料、工业锅炉掺烧、燃气轮机发电，适配煤化工、热电行业脱碳改造；
绿色甲醇38万吨/年：依托生物天然气、绿氢合成路线，作为工业窑炉清洁燃料、原料替代；
生物天然气年产能10亿立方米：可并入城市管网、直供工业园区，实现农林废弃物、有机垃圾资源化产气，是中小制造企业低成本绿色气源。
技术层面，国产离网电解水制氢、生物质气化、柔性绿氨合成工艺完成工业化验证，绿氢、绿氨等新型工业气体制备装备逐步摆脱进口依赖，具备大规模配套 LNG 站点、工业园区集中供气条件。
报告直指当前气体燃料转型核心矛盾，也是工业用气企业、LNG 运营商转型难点：
绿氢、绿氨、生物天然气生产成本为传统 LNG、化石制气的 1.5-2 倍，无强制掺混政策下，企业自主改造意愿偏弱，高耗能工业降碳成本压力显著。
现有 LNG 储运体系以传统液态天然气设计为主，缺少绿氨、液态绿氢专用储存、运输、加注装备；工业园区绿色气体管网、分布式调峰储罐配套滞后，难以支撑多品类绿色气体统一配送。
绿色工业气体碳足迹核算、溯源认证机制不完善，国内标准与国际 ISCC 体系互认不足，既制约国内绿气市场化交易，也影响船用、出口 LNG 掺配绿色燃料业务拓展。
报告明确下一阶段工业气体与 LNG 产业五大发展方向，释放明确政策红利：
鼓励沿海 LNG 接收站、内陆液化工厂配套绿氢、生物天然气合成装置，推出 “LNG + 绿氨”“LNG + 绿色甲醇” 混合燃料，面向重工、航运、大型化工园区推广掺混供气方案，兼顾能源保供与降碳目标。
将绿氨、生物天然气纳入工业煤改气重点补贴品类，针对钢铁、建材、精细化工出台用气改造专项支持；扩大燃气轮机、工业窑炉氨混燃试点，逐步降低园区传统 LNG 单一依赖。
同步布局液态绿氢、液态绿氨专用储罐、槽车、加注站点，依托现有 LNG 管网、接收站改造兼容多品类清洁气体，构建 “常规 LNG 保供 + 绿色气体降碳” 双轨储运网络。
加快建立统一绿色工业气体认证体系，出台财税补贴、可再生能源消纳考核配套政策，降低绿氢、绿氨生产端成本；将 LNG 项目低碳改造纳入节能降碳专项资金支持范围。
推动 LNG 出口、远洋船用燃料加注掺配绿色甲醇、绿氨，推进中外绿色气体标准互认，依托国内完整产业链拓展绿色 LNG 混合燃料外贸新赛道。
业内专家解读，2026年作为 “十五五” 开局之年，LNG将持续承担能源安全兜底作用，而绿氢、绿氨、生物天然气等新型工业气体将迎来产能扩张窗口期。对工业制造企业、LNG储运运营商而言，提前布局气站绿色改造、多元清洁气体掺混供应，将抢占工业脱碳市场先机；随着技术迭代与政策补贴落地，未来3-5年绿色工业气体成本将显著下行，形成传统LNG与绿色气体协同发展的新型工业供气体系，助力工业领域实现深度碳中和。
